Firedobler effekten når nytt kraftverk erstatter det gamle

«Oppgradering av eksisterende kraftanlegg», er et standardargument for vindkraftmotstandere når de blir utfordret på hvor man heller skal hente strøm når behovet øker. Og nå skjer det.

I Øksenelvane kraftverk i Ålfoten i Bremanger kommune er Sogn og Fjordane Energi (SFE) i full gang med det som i praksis blir et nytt kraftverk ved siden av det gamle fra 1953. Det gamle ruller og går i anleggsfasen på om lag 3,5 år. Når det nye står klart i årsskiftet 2028/2029, plugges det gamle igjen, og det nye fortsetter kraftproduksjonen på eksisterende konsesjon.

Effekten av oppgraderingen til 1,2 milliarder kroner før moms er i stor grad evnen til å produsere strøm når markedet etterspør det.

Nylig offentligjorde Statkraft at de skal bruke 80 milliarder kroner over en tiårsperiode på oppgradering, vedlikehold og nye kraftprosjekter. 70 av milliardene skal brukes på vannkraft.

– Vi er først i løypen med oppgradering av effekt. De andre er hakk i hæl. Sunnhordland kraftlag startet tilsvarende arbeid med Blåfalli kraftverk to uker etter at vi begynte her. Nå er prosjekter i gang flere steder. Tussa ikke så langt herfra er blant annet i gang med et liknende prosjekt som vårt, sier anleggsleder Per Egil Eide i SFE.

Kraftselskapet, som er eid av kommuner i tidligere Sogn og Fjordane fylke og kraftselskapet Eviny med base i Bergen, har videre oppgraderingsplaner for 1,6 milliarder kroner på to andre kraftverk i Ålfoten, et område der SFE henter rundt 60 prosent av inntekten sin.

Har boret 1,5 km tunnel

Øksenelvane kraftverk utnytter et fall på 383 meter fra Store Øksendalsvatnet. Vassdraget er allerede regulert, og når anleggsfasen er over, er planen at det bare skal etterlate seg minimale synlige nye naturinngrep.

En fylling i sjøen brukes i dag til anleggsområde. I samråd med bygdefolket blir det laget til friområde her etter anleggsfasen. En portal ved inngangen til fjellet og et 60 kvadratmeter stort lukehus på toppen er ellers de synlige nye inngrepene i naturen.

All masse som kjøres ut av fjellet, blir lastet på en lekter som ligger inntil land. Her kommer entreprenører fra Bryggja og Sandane med båt og henter masse. Lokalbefolkning som har meldt sin interesse, har fått masse tilkjørt. Det hentes ut totalt 430.000 tonn masse. Alt blir brukt videre.

– Tidligere ville massen blitt dumpet i sjøen. Nå blir alt gjenbrukt. Det skjer som følge av miljøfokuset i prosjektet, forklarer prosjektleder Tore Feten i SFE.

Entreprenør Skanska har boret om lag 1,5 kilometer av tunnelsystemene på totalt 3,5 kilometer. Fjellhallen på 20 x 60 x 30 meter 450 meter inne i fjellet, der generatorene skal stå, er ferdig i toppen halvveis ned, og skal graves videre ut ned til gulvet der generatorene skal stå.

Da vi var på anlegget, møtte vi arbeidere fra Jæren-firmaet Sirevåg Mekaniske, som monterte skinner til traverskranen på toppen i fjellhallen. Rundt 40 arbeidere jobber på anlegget nå, på det meste vil prosjektet sysselsette 100 personer.

Først ute med automatisering

Prosjektleder Feten må skuffe dem som tror oppgradering løser alle fremtidige behov for mer strøm i kraftmarkedet.

– Med prosjektet vi gjennomfører nå, øker vi årsproduksjonen fra 151 til 172 GWh. Det vil si med 21 GWh. Produksjonen øker 15 til 20 prosent. Det er på størrelse med et ganske stort småkraftverk, så det er ikke ubetydelig. Men det som virkelig gjør dette til et godt prosjekt for oss, er at installert effekt økes fra 28 MW i dag til 110 MW, det vil si en firedobling. Det betyr at vi kan produsere når markedet trenger strøm. Når prisene er lave, skrur vi ned effekten. Det tar noen sekunder. Å regulere for å holde frekvensen, er gjort automatisk i løpet av millisekund, sier Fleten.

Statnett er ansvarlig for det overordnede nettet i Norge. Det skal alltid være 50 Hertz i nettet i Norge og Europa. Det må alltid være balansert. Å balansere nettet er Statnetts ansvar, forteller prosjektlederen.

– Det nye kraftverket vi bygger nå, er tilpasset dagens kraftmarked preget av mye uregulert kraft med vind og sol. For å øke strømproduksjonen for å tilfredsstille fremtidige behov, er vi nok fortsatt avhengig av å utvikle ulike typer utfyllende kraftproduksjon som vann-, vind- og solkraft.

Tilpasses strømbehovet

Prosjektleder Feten forklarer at det gamle kraftverket surrer og går og produserer strøm uansett behov i markedet og pris. Også det nye kraftverket vil gå hele året, men mer regulert.

– Størstedelen av tiden vil det gå i lavlast med levering av systemtjenester, i kortere perioder i fullast. Det sentrale her er at vi har mye magasinkapasitet, slik at vi ikke mister vannet og kan bestemme mer når vi vil kjøre fullast og ikke.

– Om sommeren, når det er god tilgang på sol- og vindkraft i Europa, er prisene vi oppnår i markedet, ned mot null, og av og til under. I noen tilfeller må vi altså betale for å produsere strøm. Det slipper vi med det nye kraftverket. En konsekvens av oppgradering av kraftverk på denne måten, der vi øker installert effekt, vil kunne være mer stabil pris i strømmarkedet, sier Fleten.

Brukstiden på det nye anlegget blir 1550 timer, mot 5500 timer på det gamle. Det vil si hvor mange timer anlegget må gå med fullast for å få ut årsproduksjonen.

– Det blir en betydelig effekt. Det blir ikke slik som nå, at anlegget surrer og går hele året med høy last. Nå slipper vi periodene der vi må betale for å produsere og på toppen må betale grunnrenteskatt for det vi produserer, sier Feten.

Han påpeker at vannkraftbransjen betaler samlet 67 prosent skatt av overskuddet om man legger sammen selskapsskatt og grunnrenteskatt.

To Pelton-aggregater

Ifølge anleggsleder Eide får det nye kraftverket installert to Pelton-aggregater, hvert på 55 MW, levert av Andritz Hydro på Jevnaker.

En tommelfingerregel i kraftbransjen er at for fallhøyde opp til 500 meter er det Francis-turbin som gjelder, over 500 meter brukes som regel Pelton-turbin. Fallhøyde i Øksenelvane er knapt 390 meter. Prosjektleder Feten sier det var vanskelig å selge inn Pelton-turbinen hos noen.

– Vi måtte stille oss spørsmålet om hvordan turbinen oppfører seg når du ikke går i fullast hele tiden. Hvordan oppfører den seg nå du ligger på 10 prosent. Vi fant ut at Pelton har god virkningsgrad når du ligger i lavlast, og det ble avgjørende for valget, sier han.

Ny utvikling av turbinteknologi og tilknyttede systemer er med og gir en viss effektivisering i kraftproduksjonen ved oppgradering. Men ifølge anleggsleder Eide kan det være snakk om så lite som 2 prosent. Nyere teknologi kan også være med på å optimalisere vannstrømmen.

– Teknologien er stort sett den samme. Det er hakket bedre virkningsgrad på maskinen, men forskjellen er ikke stor, kanskje et par prosent. Fallhøyden er den samme, men dimensjonene på tunnelen er mye større enn i det eksisterende kraftverket. Når tunnelen er trang, mister du fallet, forklarer Eide når spørsmålet er hva som gjør at produksjonen og effekten øker med oppgraderingen.

Implementering av avanserte overvåkings- og kontrollsystemer for bedre drift og sikkerhet er også en del av effekten de nå får ut.